Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2) (стр. 2 )

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала (ФУМ) и фторопласта следует устанавливать во фланцевых соединениях с уплотнительной поверхностью типа "шип-паз".

10. ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

10.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующим стандартам и техническим условиям. Рекомендуемые данные по выбору фасонных деталей трубопроводов приведены в табл. 5С, 6С, 9С, 10C, 12C, 14С, 15С.

10.2. Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу труб. При применении и сварке разнородных сталей следует руководствоваться указаниями параграфа 18.

Температурные пределы применения деталей трубопроводов должны соответствовать температурным пределам применения труб, из которых они изготовлены в соответствии с ГОСТ 356-80 (см. табл.5).

При соответствующем обосновании разрешается применять детали трубопроводов из сталей, не указанных в табл.5, в следующих пределах температур, °С:

Сталь	Температура	Сталь	Температура
от	до	от	до
15Х5	-40	+425	12Х1МФ	+450	+570
15Х5ВФ	-40	+550	12Х21Н5Т	-40	+300
12Х8ВФ	-40	+550	08Х22Н6Т	-40	+300

10.3. При изготовлении деталей трубопроводов силами предприятий необходимо руководствоваться действующими стандартами, техническими условиями и положениями настоящего документа.

Сварные детали

10.4. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться РД 38.13.004-86 и другими действующими нормативными документами.

10.5. Сварку фитингов и контроль качества сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями, изложенными в параграфе 18.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или подваркой без предварительной вырубки дефектных мест.

10.6. Соединение ответвления с основным трубопроводом представляет собой конструктивно ослабленный участок трубопровода. Отверстие в основном трубопроводе, а также изменение направления и площади поперечного сечения потока приводит к значительной концентрации напряжений на этом участке. Поэтому при конструктивном оформлении указанных узлов следует проверять прочность соединений путем расчета методами, изложенными в "Инструкции по расчету стальных трубопроводов различного назначения" Госстроя СССР или в ОСТ 108.031.02-75.

10.7. Ответвление от трубопроводов может быть выполнено одним из способов, показанных на рис. 2, либо в соответствии с ОСТ . При устройстве тройниковых соединений особое внимание следует уделять качеству подгоночных и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

Рис.2. Ответвления на технологических трубопроводах:

а - без укреплений; б - с помощью тройника; в - укрепленное штуцером и накладкой;

г - то же, накладкой; д - то же, штуцером; е - то же, накладками на основной и ответвляемый трубопровод; Вн, - ширина накладки на основной и ответвляемый трубопровод;

ж - крестообразное

10.8. Присоединение ответвлений по способу а применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения.

10.9. При выборе способа присоединения ответвлений к основному трубопроводу следует отдавать предпочтение способам б, в, е, позволяющим получить равномерно укрепленное соединение.

10.10. Накладку на ответвляемый трубопровод (присоединение по способу е) устанавливают при отношении диаметров ответвляемого и основного трубопроводов не менее 0,5.

10.11. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа (100 кгс/см2). Технические требования к изготовлению тройников должны приниматься по ОСТ и МН 4750-63.

Размеры сварных тройников из углеродистой стали Dy 65-400 мм следует назначать по ОСТ (табл.13С), а Dy мм - по ОСТ .

Размеры сварных тройников из легированных сталей следует принимать по МН 4745-63 и МН 4747-63.

Штампосварные тройники, разработанные ЦКБН и выпускаемые ПО "Волгограднефтемаш", шифр MCP503.00.000, с условным проходом Dy 80-400 мм разрешается применять на технологических трубопроводах при давлении Ру до 16 МПа (160 кгс/см2).

10.12. Отводы сварные с условным проходом 150-400 мм в соответствии с ОСТ разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа (63 кгс/см2).

Отводы сварные с условным проходом мм в соответствии с ОСТ можно применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа (25 кгс/см2).

При транспортировании пара или горячей воды в соответствии с правилами Госгортехнадзора СССР сварные секторные отводы разрешается применять на трубопроводах категорий III и IV.

Размеры сварных отводов и пределы их применения приведены в табл.7С, 8С настоящего документа.

Для изготовления секторных отводов не допускается применение электросварных труб со спиральным швом.

Сварку отводов с условным проходом более 400 мм следует проводить с подваркой корня шва изнутри.

10.13. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Dy 250-400 мм по ОСТ и Dy 350-400 мм по ТУ разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 4,0 МПа (40 кгс/см2), а с Dy мм по ОСТ при Ру до 2,5 МПа (25 кгс/см2).

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры, и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок сталей.

Сварные швы переходов подлежат 100%-ному контролю ультразвуковым или радиографическим методами.

10.14. При отсутствии штампованных и концентрических сварных переходов для технологических трубопроводов с давлением Ру не более 1,6 МПа (16 кгс/см2) и Dy 100-500 мм в виде исключения допускается применение лепестковых переходов.

Не разрешается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов.

10.15. Размеры лепестковых переходов регламентированы ОCT (см. табл.11С). Лепестковые переходы следует сваривать в соответствии с указаниями параграфа 18 с последующим 100%-ным контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методами.

После изготовления лепестковые переходы должны быть подвергнуты высокотемпературному отпуску.

10.16. Сварные крестовины и развилки допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше +250 °С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении Ру не более 1,6 МПа (16 кгс/см2), при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 2,5 МПа (25 кгс/см2).

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается применять при давлении Ру не более 2,5 МПа (25 кгс/см2), при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 4,0 МПа (40 кгс/см2).

Крестовина (рис. 2, ж) представляет собой соединение, в котором расстояние l между осями ответвляемых трубопроводов, составляет: для ответвлений диаметром до 100 мм - менее Dн +50 мм; для ответвлений диаметром 100 и более мм - менее Dн +100 мм.

Гнутые и штампованные детали

10.17. Крутоизогнутые отводы разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2), их следует выбирать по табл.5С, 6С.

10.18. Гладкогнутые отводы, изготовляемые по ОСТ из бесшовных труб на давление Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2), применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (чтобы снизить вибрацию), а также на трубопроводах при условном проходе Dy менее 40 мм.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба R ³ 2Dн из труб действующего "Сортамента" соответствуют пределам применения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом R < 2Dн должно обосновываться поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

10.19. При выборе радиуса гиба гладкогнутых отводов необходимо руководствоваться указаниями п.16.19 настоящего документа.

Минимальная длина прямого участка от конца трубы до начала закругления должна быть равна диаметру Dн трубы, но не менее 100 мм.

10.20. Концентрические штампованные переходы разрешается применять при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Рекомендуемые данные по выбору переходов приведены в табл.9С и 10С.

10.21. Штампованные тройники разрешается использовать при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Рекомендуемые данные по выбору тройников приведены в табл.12С.

11. ЗАГЛУШКИ

11.1. Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации, руководствуясь настоящим документом и действующими государственными и отраслевыми стандартами.

11.2. Температурные пределы применения материалов заглушек должны соответствовать температурным пределам применения материалов фланцев в соответствии с табл.6.

11.3. Быстросъемные заглушки выпускают по ТУ 38.. Пределы их применения маркируются заводом-изготовителем на корпусе заглушки.

Отбортованные заглушки разрешается устанавливать на технологических трубопроводах при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2) в соответствии с табл.14С и 15С.

Приварные плоские и ребристые заглушки, приведенные в табл.16С, 17С, 18С, можно применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 2,5 МПа (25 кгс/см2). При выборе плоских и плоских ребристых заглушек можно руководствоваться также ОСТ и ОСТ .

Заглушки, устанавливаемые между фланцами, разрешается применять для технологических трубопроводов с давлением Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2) в соответствии с табл.19С и 20С.

11.4. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные, выпускаемые по ТУ 38., запрещается применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

11.5. Качество материала заглушек должно подтверждаться сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Партией считается любое число заглушек, изготовленных из одного материала по данному заказу. Сертификат на постоянные заглушки должен храниться в журнале учета установки - снятия заглушек (постоянная заглушка - заглушка, устанавливаемая в связи с технологической необходимостью).

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности) должны быть четко выбиты номер заглушки (партии), марка стали, условное давление Ру и условный проход Dy.

11.6. Устанавливают и снимают заглушки по указанию лица, ответственного за эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек должны отмечаться в специальном журнале. Рекомендуемая форма журнала приведена в приложении 7.

12. КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

12.1. Одно из условий сохранения прочности и надежной работы трубопроводов - полная компенсация температурных деформаций.

Температурные деформации компенсируют за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией (например, на совершенно прямых участках значительной протяженности) на трубопроводах устанавливают П-образные, линзовые или волнистые компенсаторы.

12.2. Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах, транспортирующих среды групп А и Б.

12.3. При расчете самокомпенсации трубопроводов и конструктивных размеров специальных компенсирующих устройств можно рекомендовать следующую литературу:

Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. М.: Стройиздат, 19с.

Справочник по проектированию электрических станций и сетей. Раздел IX. Механические расчеты трубопроводов. М.: Теплоэлектропроект, 19с.

Компенсаторы волнистые, их расчет и применение. М.: ВНИИОЭНГ, 19с.

Руководящие указания по проектированию стационарных трубопроводов. Вып. II. Расчеты трубопроводов на прочность, с учетом напряжений компенсации, № 000 - Т. Всесоюзный государственный проектный институт "Теплопроект", Ленинградское отделение, 19с.

12.4. Тепловое удлинение участка трубопровода определяют по формуле:

Dl = a l (tм - tн) / 100,

где Dl - тепловое удлинение участка трубопровода, мм; a - средний коэффициент линейного расширения, принимаемый по табл.18 в зависимости от температуры; l - длина участка трубопровода, м; tм - максимальная температура среды, °С; tн - расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки, °С; (для трубопроводов с отрицательной температурой среды tн - максимальная температура окружающего воздуха, °С; tм - минимальная температура среды, °С).

12.5. П-образные компенсаторы можно применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготовляют либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов; наружный диаметр, марку стали труб и отводов принимают такими же, как и для прямых участков трубопровода.

12.6. Для П-образных компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных труб. Сварные отводы для изготовления П-образных компенсаторов допускаются в соответствии с указаниями п.10.12.

12.7. Применять водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75 для изготовления П-образных компенсаторов не разрешается, а электросварные со спиральным швом, указанные в табл.5, рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.

12.8. П-образные компенсаторы должны быть установлены горизонтально с соблюдением необходимого общего уклона. В виде исключения (при ограниченной площади) их можно размещать вертикально петлей вверх или вниз с соответствующим дренажным устройством в низшей точке и воздушниками.

12.9. П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособлениями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на неподвижных опорах.

12.10. Линзовые компенсаторы, осевые, изготовляемые по ОСТ 6 - ОСТ 6 и ОСТ 7 - ОСТ 7, а также линзовые компенсаторы шарнирные, изготовляемые по ОСТ 6 - ОСТ 6 и ОСТ 7 - ОСТ 7 применяют для технологических трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные среды при давлении Ру до 1,6 МПа (16 кгс/см2), температуре до 350 °С и гарантированном числе повторяющихся циклов не более 3000. Компенсирующая способность линзовых компенсаторов приведена в табл.19.

12.11. При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дренажной трубы изготовляют из бесшовной трубы по ГОСТ 8732-78 или ГОСТ 8734-75. При установке линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальных трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры.

12.12. Для увеличения компенсирующей способности компенсаторов допускается их предварительная растяжка (сжатие). Значение предварительной растяжки указывают в проекте, а при отсутствии данных ее можно принимать равной не более 50%-ной компенсирующей способности компенсаторов.

12.13. Поскольку температура окружающего воздуха в период монтажа чаще всего превышает наименьшую температуру трубопровода, предварительную растяжку компенсаторов необходимо уменьшить на Dпопр, мм, которую определяют по формуле:

Dпопр = aпопр = a L0 (tмонт - tmin) / 100,

где a - коэффициент линейного расширения трубопровода, принимаемый по табл.18; L0 - длина участка трубопровода, м; tмонт - температура при монтаже, °С; tmin - минимальная температура при эксплуатации трубопровода, °С.

12.14. Пределы применения линзовых компенсаторов по рабочему давлению в зависимости от температуры транспортируемой среды устанавливают по ГОСТ 356-80; пределы применения их по цикличности приведены ниже:

Общее число циклов работы компенсатора за период эксплуатации	Компенсирующая способность линзы при толщине стенки, мм
2,5	3,0	4,0
300	5,0	4,0	3,0
500	4,0	3,5	2,5
1000	4,0	3,5	2,5
2000	2,8	2,5	2,0
3000	2,8	2,2	1,6

12.15. При установке шарнирных компенсаторов ось шарниров должна быть перпендикулярна плоскости изгиба трубопровода.

При сварке узлов шарнирного компенсатора предельные отклонения от соосности не должны превышать для условного прохода: до 500 мм - 2 мм; от 500 до 1400 мм - 3 мм; от 1400 до 2200 мм - 4 мм.

Несимметричность осей шарниров относительно вертикальной плоскости симметрии (вдоль оси трубопровода) должна быть для условного прохода не более: до 500 мм - 2 мм; от 500 до 1400 мм - 3 мм; от 1400 до 2200 мм - 5 мм.

12.16. Качество линзовых компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами.

12.17. Сильфонные осевые компенсаторы КО, угловые КУ, сдвиговые КС и универсальные КМ в соответствии с ОСТ 83 применяют для технологических трубопроводов с условным проходом Dy от 150 до 400 мм при давлении от остаточного 0,00067 МПа (5 мм рт. ст.) до условного Ру 6,3 МПа (63 кгс/см2), при рабочей температуре от -70 до +700 °С.

12.18. Выбор типа сильфонного компенсатора, схема его установки и условия его применения должны быть согласованы с автором проекта или с ВНИИнефтемашем.

Варианты материального исполнения сильфонных компенсаторов приведены в табл.20, а их техническая характеристика - в табл.21-30.

12.19. Сильфонные компенсаторы необходимо монтировать в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации, входящей в комплект поставки компенсаторов.

12.20. В соответствии с ОСТ 83 средний срок службы сильфонных компенсаторов до списания - 10 лет, средний ресурс до списания - 1000 циклов для компенсаторов КО-2 и КС-2 и 2000 - для компенсаторов остальных типов.

Средний ресурс до списания компенсаторов КС-1 при вибрации с амплитудой колебаний 0,2 мм и частоте, не превышающей 50 Гц, - 10000 ч.

Примечание. Под циклом работы компенсатора понимают "пуск - остановку" трубопровода для ремонта, освидетельствования, реконструкции и т. п., а также каждое колебание температурного режима работы трубопровода, превышающее 30 °С.

12.21. При ремонтных работах на участках трубопроводов с компенсаторами необходимо исключить: нагрузки, приводящие к скручиванию компенсаторов, попадание искр и брызг на сильфоны компенсаторов при сварочных работах, механические повреждения сильфонов.

12.22. При наработке 500 циклов для компенсаторов КО-2 и КС-2 и 1000 циклов для сильфонных компенсаторов остальных типов необходимо:

при эксплуатации на пожаровзрывоопасных и токсичных средах заменить их новыми;

при эксплуатации на других средах техническому надзору предприятия принять решение о возможности их дальнейшей эксплуатации.

12.23. При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные:

техническую характеристику, завод-изготовитель и год изготовления компенсатора;

расстояние между неподвижными опорами, необходимую компенсацию, предварительное растяжение;

температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату.

13. НАДЗОР И ОБСЛУЖИВАНИЕ

13.1. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность его эксплуатации должны обеспечиваться постоянным наблюдением за состоянием трубопровода и его деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

13.2. Приказом по предприятию в каждом цехе (на каждой установке, объекте) должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа инженерно-технических работников, обслуживающих эти трубопроводы.

13.3. На технологические трубопроводы категорий I, II и III, а также на трубопроводы всех категорий, транспортирующих вещества при скорости коррозии более 0,5 мм/год, администрация предприятия должна составить паспорт установленного образца (см. приложение 1).

Перечень документов, прилагаемых к паспорту, указан в п.19.1.

Примечание. Для трубопроводов, на которые не распространяются требования п.13.3, на каждой установке необходимо завести эксплуатационный журнал, в котором должны регистрироваться даты проведенных ревизий и данные о ремонтах этих трубопроводов.

13.4. По каждой установке (цеху, производству) лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, должен быть составлен перечень ответственных технологических трубопроводов, выполненный в двух экземплярах: один хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, другой - в отделе технического надзора.

13.5. Технологические трубопроводы, работающие в водородосодержащих средах, необходимо периодически исследовать (металл труб) в соответствии с "Техническими указаниями - регламентом по эксплуатации оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающего в водородосодержащих средах", разработанными НПО "Леннефтехим" и ВНИИнефтемашем (утверждены в 1983 г.).

13.6. Обслуживание технологических трубопроводов может быть поручено лицам, достигшим 18-летнего возраста, обученным по программе технического минимума, знающим их схему, и прошедшим проверку знаний по правилам техники безопасности.

Надзор в процессе эксплуатации

13.7. В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей: сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж, арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т. п.

Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.

13.8. Надзор за правильной эксплуатацией трубопроводов ежедневно осуществляют инженерно-технические работники объекта, периодически - служба технического надзора совместно с руководителями цеха и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, не реже чем один раз в 12 мес.

13.9. При периодическом обследовании необходимо проверить:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром;

устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов, предусмотренных предписаниями органов Госгортехнадзора СССР и службы технического надзора, приказами и распоряжениями по предприятию, актами расследования аварий и протоколами технических совещаний;

полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Результаты периодического обследования трубопроводов оформляют актом, один экземпляр которого вручают начальнику цеха - владельца трубопроводов.

13.10. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опоры и эстакады для этих трубопроводов в период эксплуатации, должна тщательно осматривать служба технического надзора совместно со старшим механиком цеха, механиком установки и лицом, ответственным за их безопасную эксплуатацию. Выявленные при этом дефекты подлежат немедленному устранению.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливает техническое руководство предприятия не реже одного раза в 6 мес.

Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибраций не более 40 Гц.

13.11. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно производить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, по указанию работника отдела технического надзора должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, производится на участках, перечисленных в п.13.16, и по срокам приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.

13.12. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до +60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с указаниями "Типовой инструкции по организации проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах", утвержденной Госгортехнадзором СССР, и дефекты устранены.